NDRC — Çin Kalkınma ve Reform Komisyonu

NDRC (National Development and Reform Commission, Ulusal Kalkınma ve Reform Komisyonu), Çin Devlet Konseyi’ne bağlı, beş yıllık planları hazırlayan, kilit fiyatları belirleyen, büyük yatırım projelerini onaylayan ve devletin yatırım parasını projelere dağıtan kurumdur. Enerji politikasını yürüten Ulusal Enerji İdaresi (NEA) de NDRC’ye bağlıdır. Elektrik tarifesinden kömür sözleşmesine, çelik üretiminden bakır izabe izinlerine kadar pek çok sektörün kârlılığı NDRC kararlarına dayanır. Dragonomi raporlarında güneş, depolama, kömür, metal ve kimya şirketlerine dair politika haberlerinde bu yüzden sık geçer.

Kurumun Çin devletindeki yeri

NDRC, Devlet Konseyi’nin bakanlık düzeyindeki bileşenlerinden biridir. Kâğıt üzerinde Maliye Bakanlığı ya da Ticaret Bakanlığı ile aynı basamakta durur. Pratikte ise diğer bakanlıkların işini koordine eden, onların hazırladığı sektör planlarını büyük resme oturtan kurumdur. Dragonomi’nin Ekim 2025 tarihli sabah notu bunu bir ayrıntıyla gösterir. Başbakan Yardımcısı He Lifeng’in bir önceki görevi NDRC başkanlığıydı ve kurum, Çin düzeninde bakanlıkların üstünde bir "süper bakanlık" sayılır (Sabah Notları, 30 Ekim 2025). Ekim 2025 itibarıyla başkan olan Zheng Shanjie, aynı ay Güney Kore’nin Busan kentinde yapılan Trump ile Xi görüşmesinde Çin heyetinde yer aldı.

NDRC’nin yetki sınırları da en az yetkileri kadar belirleyicidir. Para politikası ve faiz Çin Halk Bankası’nın (PBoC) işidir. Bütçe ve vergi Maliye Bakanlığı’ndadır. Sanayi standartları, üretim izin listeleri ve teknoloji programları MIIT tarafından yürütülür. Devlet şirketlerinin hissedarlığı ise SASAC aracılığıyla yönetilir. Rekabet ve fiyat denetimi 2018’den beri Devlet Piyasa Düzenleme İdaresi’ndedir (SAMR). NDRC bu kurumların her biriyle ortak belge imzalar. Bir politika metninin altında NDRC imzası varsa, konu genellikle plan, fiyat ya da yatırım onayıyla ilgilidir.

NDRC tek katmanlı bir kurum da değildir. İllerin kendi kalkınma ve reform komisyonları vardır. Chongqing Kalkınma ve Reform Komisyonu gibi il kurumları, ulusal belgelerin il düzeyindeki uygulama kurallarını, fiyat parametrelerini ve proje listelerini hazırlar. Bir haberde "il kalkınma ve reform komisyonu" geçiyorsa karar o ille sınırlıdır.

Dragonomi yazılarında NDRC çoğu zaman "planlama teşkilatı" diye anılır. Türkiye’deki karşılığı olarak akla eski Devlet Planlama Teşkilatı (DPT) gelir. DPT 1960’ta kuruldu, 2011’de Kalkınma Bakanlığı’na dönüştü, 2018’den beri işlevleri Cumhurbaşkanlığı Strateji ve Bütçe Başkanlığı’nda sürüyor. Benzerlik plan hazırlama işlevinde kalır. NDRC ise ayrıca fiyat belirler, üretim kotası koyar ve projelere tahvil parası dağıtır.

Kısa tarihçe

Kurumun kökü 1952’de Sovyet modeline göre kurulan Devlet Planlama Komisyonu’na uzanır. Merkezi planlama döneminde bu komisyon hangi fabrikanın ne kadar çelik, tahıl ya da kumaş üreteceğini belirleyen makamdı. Reform döneminde fiyatların büyük kısmı serbestleşti ve kurumun rolü değişti. 1998’de adı Devlet Kalkınma Planlama Komisyonu oldu. 2003’te Ekonomik Sistem Reformu Ofisi ile Devlet Ekonomi ve Ticaret Komisyonu’nun bazı işlevleri katıldı ve kurum bugünkü adını aldı.

Enerji tarafında 2008’de NDRC’ye bağlı Ulusal Enerji İdaresi kuruldu. 2013’te elektrik sektörünün ayrı düzenleyicisi olan Devlet Elektrik Düzenleme Komisyonu NEA’ya katıldı. 2018’deki büyük kurum reformunda NDRC bazı yetkilerini kaybetti. İklim değişikliği politikası Ekoloji ve Çevre Bakanlığı’na, fiyat denetimi ve rekabet soruşturmaları SAMR’a geçti. Aynı yıl NDRC’ye bağlı Ulusal Gıda ve Stratejik Rezervler İdaresi kuruldu. Bu yüzden 2018 öncesine ait bir kaynakta NDRC’nin bir şirkete fiyat cezası kestiğini okumak mümkündür, 2018’den beri bu iş SAMR’ındır.

Dört kaldıraç

NDRC’nin piyasaya etkisi dört araçtan gelir. Bunları ayırmak, bir haberin hangi şirketi neden etkileyeceğini anlamayı kolaylaştırır.

Plan

NDRC beş yıllık plan taslağını ve yıllık ekonomik hedefleri hazırlar. Ulusal Halk Kongresi bunları her mart onaylar. Plan, sektörlere hangi kapasitenin ekleneceğini, hangisinin daraltılacağını söyler. Sektör planları (enerji, ulaştırma, sanayi) bu çerçeveyi izler.

Fiyat

Serbestleşmeye rağmen elektrik, iletim ücreti, doğal gaz, bazı ilaç ve ulaştırma kalemlerinde son söz NDRC’nin Fiyat Dairesi’ndedir. Kömür santrallerine ödenen kapasite bedeli, yenilenebilir enerjinin yeni fiyat düzeni ve kömür uzun vadeli sözleşmelerinin fiyat bandı bu dairenin belgeleridir. Bu belgeler "Fa Gai Jia Ge" diye başlayan numaralarla yayımlanır ve sektörde numarasıyla anılır (Doküman 136, Bildirim 114 gibi).

Onay

Belli büyüklüğün üzerindeki yatırım projeleri, ulusal ya da il düzeyindeki kalkınma ve reform komisyonlarının onayını ya da kaydını gerektirir. Kömür santrali, rafineri, çelik, bakır ve alüminyum izabesi, kömür kimyası, büyük hidroelektrik ve iletim hatları bu gruptadır. Nükleer reaktörlerde ise son imza Devlet Konseyi’nindir. Onay yetkisi, kapasite fazlası olan sektörlerde arzı kısmanın en etkili yoludur.

Para

NDRC, merkezi bütçenin yatırım kalemini, ultra uzun vadeli özel hazine tahvili gelirlerini ve politika bankası kaynaklı finansman araçlarını proje proje dağıtır. Şirketlerin yurt dışı borçlanması da NDRC’nin kapısından geçer.

NDRC 29 Eylül 2025’te proje sermayesini tamamlamak için 500 milyar yuanlık "yeni politika bazlı finansman aracı" duyurdu. Kasım 2025 başında NDRC aracın tamamen dağıtıldığını açıkladı. Para, toplam yatırım tutarı yaklaşık 7 trilyon yuan olan 2.300’ü aşkın projeye gitti. Öncelikli alanlar dijital ekonomi ve yapay zekâ, tüketimle ilgili altyapı ve kentsel dönüşümdü. Buna paralel olarak yerel borç limitleri içinde 500 milyar yuan daha ayrıldı, bunun 200 milyar yuanı yeni özel tahvil kotasıydı.

Ulusal Enerji İdaresi (NEA)

Ulusal Enerji İdaresi (National Energy Administration), NDRC’nin yönettiği bir ulusal idaredir. Ayrı bir bakanlık değildir, Çin’de bir enerji bakanlığı da yoktur. Devlet Konseyi’nin Aralık 2024 tarihli atama duyurusuna göre NEA’nın başına Wang Hongzhi getirildi ve Zhang Jianhua’nın yerini aldı. Wang daha önce China Southern Power Grid’in başında ve SASAC’ta başkan yardımcısı olarak görev yapmıştı.

Kabaca NDRC fiyatı belirler, büyük projeyi onaylar ve parayı dağıtır. NEA ise sektör planlarını yazar, elektrik, kömür, petrol ve gaz istatistiklerini yayımlar, sahada denetim yapar, pilot programları açar. Dragonomi’nin hidrojen yazısı bu ayrımı somut bir örnekle anlatır. Planlama teşkilatı hidrojen projelerini parçalara bölüp devlet şirketlerine dağıtırken NEA pilot bölgeler belirler (Hidrojen, Kasım 2025). Elektrik fiyat belgelerinin çoğu iki kurumun ortak imzasını taşır.

NEA’nın hukuki zemini 2025’te güçlendi. Çin Ulusal Halk Kongresi Daimi Komitesi, ülkenin ilk Enerji Yasası’nı 8 Kasım 2024’te kabul etti ve yasa 1 Ocak 2025’te yürürlüğe girdi. Yasada enerji rezervleri ve acil durum müdahalesine ayrılmış bir bölüm vardır.

NEA’nın yatırımcı için en görünür ürünü kurulum verisidir. 28 Ocak 2026’da açıklanan 2025 verilerine göre Çin, 2025’te 315,07 GW yeni güneş kapasitesi (2024’te 277,17 GW) ve 119,33 GW yeni rüzgâr kapasitesi kurdu. Kümülatif güneş kapasitesi yaklaşık 1,2 TW’a (yıllık bazda %35,4 artış), rüzgâr yaklaşık 640 GW’a (%22,9 artış) ulaştı. Aylık zirve Mayıs 2025’te 92,92 GW ile görüldü, çünkü 1 Haziran’dan sonra devreye giren projeler yeni fiyat düzenine tabi olacaktı. Aralık ayında kurulum yalnızca 40,18 GW’tı. NEA daha sonra 2025 güneş rakamını 316,57 GW (AC) olarak revize etti. AC, panellerin doğru akım (DC) gücü yerine invertör çıkışındaki alternatif akım gücünü ifade eder. Aynı göstergenin kaynaklarda farklı geçmesinin bir nedeni bu ölçüm farkıdır.

2026 takvimi ve 15. Beş Yıllık Plan

2026, 15. Beş Yıllık Plan’ın (2026–2030) ilk yılıdır. NDRC’nin hazırladığı planın taslağı 5 Mart 2026’da açıklandı, Ulusal Halk Kongresi’nin onayından sonra nihai metin 13 Mart 2026’da yayımlandı. Carbon Brief’in karşılaştırmasına göre iki metin arasında önemli fark yoktu, yalnızca yoğunlaştırılmış güneş enerjisinin yanına jeotermal eklendi.

Aynı gün, 5 Mart 2026’da açıklanan Hükümet Çalışma Raporu yılın sayısal çerçevesini çizdi. Şanghay hükümetinin özetine göre 2026 büyüme hedefi %4,5 ile %5 arasıdır. Bütçe açığı GSYH’nin yaklaşık %4’ü (5,89 trilyon yuan) olarak belirlendi. Ultra uzun vadeli özel hazine tahvili 1,3 trilyon yuandır. Bu tutarın içinde büyük ulusal stratejilere ve kilit alan güvenliğine ayrılan 800 milyar yuan ile eskiyi yeniyle değiştirme programına ayrılan 250 milyar yuan yer alır. Yerel yönetimlerin özel amaçlı tahvil kotası 2025’teki gibi 4,4 trilyon yuandır. Bu kalemlerin proje bazında dağıtımı NDRC’nin işidir.

Planın iklim ve enerji tarafındaki bağlayıcı hedeflere göre GSYH başına karbondioksit emisyonu 2026–2030 arasında %17 düşecek. Fosil dışı kaynakların enerji tüketimindeki payı %21,7’den (2025) %25’e (2030) çıkacak. Önceki planlardaki bağlayıcı enerji yoğunluğu hedefi kaldırıldı. Mutlak bir emisyon tavanı konmadı. Kömür ve petrol için yalnızca "zirveye ulaşmayı teşvik etmek" ifadesi kullanıldı, tarih verilmedi.

Kapasite fiyatı ve Bildirim 114

NDRC’nin fiyat kaldıracı en açık biçimde elektrikte görülür. 2024’te kömür santralleriyle başlayan kapasite ödemesi, 2026 başında bütün güvenilir kapasiteye yayıldı. Bu değişiklik kömür, gaz, pompaj depolamalı hidroelektrik ve batarya depolama şirketlerinin gelir tablosuna doğrudan yansır.

Başlangıç noktası 1501

NDRC’nin 10 Kasım 2023 tarihli 1501 sayılı bildirimi, 1 Ocak 2024’ten itibaren kömür santrallerine enerji satışından bağımsız bir kapasite bedeli (santralin elektrik üretmeye hazır beklemesi karşılığında yapılan sabit ödeme) getirdi. Global Energy Monitor’ün derlemesine göre referans sabit maliyet yılda kilovat başına 330 yuan kabul edildi. Çoğu ilde bunun %30’u, yani yaklaşık 100 yuan/kW ödendi. Yenilenebilir payı yüksek Chongqing, Henan, Hunan, Guangxi, Qinghai, Sichuan ve Yunnan’da oran %50, yani yaklaşık 165 yuan/kW oldu. Ödeme aylık yapılır. Sanayi tesislerinin kendi santralleri ve kurallara uymayan üniteler kapsam dışıdır.

Bu ödemenin büyüklüğü sınırlıdır. Carbon Brief’in Şubat 2026’da aktardığı CREA ve GEM hesabına göre 2024’te kömür santrallerine kapasite bedeli olarak 100 milyar yuanın üzerinde ödeme yapıldı. Bu tutar santrallerin toplam gelirinin yaklaşık %5’idir. Yani kapasite bedeli bir gelir tabanıdır, kârı sürükleyen kalem değildir. Kömür santralinin kârlılığını hâlâ sözleşmeli kömür fiyatı ve çalışma saatleri belirler.

Tek çatı

NDRC’nin 114 sayılı bildirimi 27 Ocak 2026’da imzalandı, 30 Ocak 2026’da yayımlandı. Belge sık sanıldığı gibi depolamaya özgü bir kural değildir. Kömür, gaz, pompaj depolama ve şebeke tarafı bağımsız yeni tip depolamayı tek bir "üretim tarafı kapasite fiyatı mekanizması" altında toplar.

Kömür tarafında 2024’teki %30 ve %50 ayrımı yerini ulusal bir tabana bıraktı. Bildirim 114’e göre sabit maliyetin geri kazanım oranı "en az %50" olacak, iller daha yükseğe çıkabilecek. GEM’in il tablosuna göre Tianjin Ocak 2026’dan itibaren 231 yuan/kW öder, bu da 330 yuanın %70’idir. Yunnan Aralık 2025’ten beri 330 yuan/kW, yani %100 öder. Bu yüzden 100 yuan/kW’ı güncel rakam diye aktaran bir analiz eski bilgiyle çalışıyordur. 165 yuan/kW ise 2026 itibarıyla bir tavan değil, yalnızca ulusal tabandır. Gaz santralleri için iller bir kapasite fiyatı belirleyecek, bu fiyat sabit maliyetin "belli bir oranını" karşılayacak. Bildirim bu oran için sayı vermez.

Basit bir hesap farkı gösterir. 600 MW’lık (600.000 kW) bir kömür santrali 2024 kuralıyla, %30 oranlı bir ilde yaklaşık 100 × 600.000 = 60 milyon yuan alıyordu. Ulusal taban olan 165 yuan/kW ile aynı santral 165 × 600.000 = 99 milyon yuan alır. Tianjin’deki 231 yuan/kW ile tutar 231 × 600.000 = 138,6 milyon yuana çıkar.

Depolama formülünde süre

Bildirim 114’ün en çok konuşulan kısmı şebeke tarafı bağımsız depolamadır. Depolamanın kapasite fiyatı, o ildeki kömür kapasite fiyatı ile bir oranın çarpımıdır. Oran, tesisin tam güçte deşarj süresinin, ilin yıllık en uzun net yük tepe süresine (talepten rüzgâr ve güneş çıkarıldıktan sonra kalan yükün zirvede kaldığı en uzun süre) bölünmesiyle bulunur ve 1’i geçemez. Tesisin kapasite fiyatı alabilmesi için sistem güvenliğine hizmet etmesi, bir üretim tesisine bağlı olmaması ve il proje listesinde bulunması gerekir. Yenilenebilir projelerine zorunlu olarak eklenen depolama kapsam dışıdır.

Aşağıdaki tablo varsayımsal bir örnektir. İlin kömür kapasite fiyatının Ningxia’daki gibi 165 yuan/kW, net yük tepe süresinin 4 saat olduğu kabul edilmiştir. Tesis gücü 100 MW’tır (100.000 kW).

Aynı megavat güçteki iki saatlik batarya, dört saatlik bataryanın yarısı kadar kapasite geliri alır. Dört saati aşan süre ise ek gelir getirmez. Toplam gelir güçle doğrusal artar, ama kilovat başına gelir, ilin net yük tepe süresine kadar deşarj süresiyle ölçeklenir. CNESA’nın (China Energy Storage Alliance) verisine göre Çin’de yeni tip depolamanın ortalama süresi 2021’deki 2,11 saatten 2025’te 2,58 saate çıktı. Süre bildirimden önce de uzuyordu, Bildirim 114 bu eğilimi ödüllendirir.

İller arasındaki fark büyüktür. GEM’in derlemesine göre Hubei bağımsız depolamaya 165 yuan/kW/yıl öder. Ningxia Ocak 2026’dan itibaren hem kömüre hem şebeke tarafı yeni depolamaya 165 yuan/kW öder. İç Moğolistan 24 Aralık 2025’te 165 yuan/kW’ı benimsedi. Gansu’nun 330 yuan/kW’lık oranı ise yalnızca 2026 tarihli bir taslakta yer alır. Taslaklar dahil edildiğinde aynı teknolojinin kapasite geliri ile göre iki kata kadar değişebilir. Dragonomi’nin alüminyum yazısı bu reformu depolama talebi için bir dönüm noktası olarak anar (Alüminyum, Şubat 2026).

Pompaj depolama ve maliyetin kime kaldığı

Pompaj depolama, elektriğin bol olduğu saatlerde suyu yukarıdaki bir hazneye pompalayıp talep arttığında aynı suyla türbin çeviren hidroelektrik santralidir. Bildirim 114, 2021’deki 633 sayılı bildirimden sonra inşaatına başlanan pompaj santrallerine il genelinde tek tip bir kapasite fiyatı öngörür. Bu fiyat 3 ila 5 yılda bir yeniden belirlenir. Tam güçte 6 saatten kısa üretim yapabilen ünitelerde orantılı kesinti uygulanır. 633 öncesi santraller işletme süreleri bitene kadar devletin belirlediği fiyatla devam eder. Pompajın şarj ettiği elektrik kullanıcı tüketimi sayılır, iletim ve dağıtım ücreti ile kayıpları öder. NDRC böylece pompajı düzenlenen bir altyapı varlığı gibi ele alır.

Kapasite bedelleri ve ileride gelecek güvenilir kapasite tazminatı, "yerel sistem işletme maliyetleri" kalemine yazılır ve son kullanıcıya yansır. Pompaj santrallerinin piyasa geliri santral ile kullanıcılar arasında paylaşılır, paylaşım oranını il belirler. Hesap aylık kesilir, yıllık mutabakatla kapanır. Maliyeti santral ya da şebeke şirketi taşımaz, şebeke kazancını inceleyen analist bu satıra bakmalıdır.

Geçici bir araç

Bildirim 114, kömür, gaz ve şebeke tarafı depolama için bir güvenilir kapasite tazminatı planlar. Bu tazminat, bir ilin spot elektrik piyasası kesintisiz çalışmaya başladığında devreye girer. O andan itibaren üniteler eski kapasite fiyatını almayı bırakır. Bildirim tazminat için formül ya da oran vermez. İllerin kullanıcı karşılanabilirliği incelemesi yapması ve kapasitesi bol bölgelerde yeni düzenlenen kapasite projelerini sıkı biçimde sınırlaması istenir. Bu yüzden kapasite gelirini kalıcı bir nakit akışı gibi değerlemeye katmak hatalıdır.

Depolamada zorunluluktan fiyat sinyaline

Doküman 136, yenilenebilir projelerine depolama ekleme zorunluluğunu ulusal düzeyde kaldırdı. NDRC ve NEA’nın politika belgeleri ise 2027’ye kadar 180 GW yeni tip depolama hedefler. Haziran 2025 sonunda kurulu güç 100 GW’ı biraz aşıyordu. Politika bir yıl içinde idari zorunluluğu (her projeye eklenen depolama) bir fiyat sinyaliyle (Bildirim 114) değiştirdi. CNESA’ya göre Çin 2025’te 66,43 GW / 189,48 GWh yeni tip depolama ekledi. Güçte %52, enerjide %73 artış oldu, kümülatif kapasite yaklaşık 144,7 GW’a ulaştı. İç Moğolistan ilk sırada yer aldı. NEA ile CNESA farklı kapsam kullandığı için kümülatif toplamlar birbirini tutmaz. Talep büyük ölçüde lityum iyon batarya üreticilerine gider.

Doküman 136 ve mekanizma fiyatı

NDRC ve NEA’nın 9 Şubat 2025 tarihli 136 sayılı dokümanı, Çin’de yeni enerji fiyatlamasını kökten değiştirdi. İlke olarak şebekeye bağlı tüm rüzgâr ve güneş elektriği piyasaya girer. 1 Haziran 2025’ten önce devreye alınan projeler "mevcut", o tarih ve sonrasındakiler "yeni" sayılır. Piyasa fiyatının dışında, fark sözleşmesine (CfD) benzeyen bir mekanizma fiyatı üzerinden uzlaşma yapılır. Piyasa fiyatı mekanizma fiyatının altındaysa fark projeye ödenir, üstündeyse projeden geri alınır.

Zhonglun hukuk bürosunun ve Solarbe’nin özetlerine göre kurallar iki gruba ayrılır. Mevcut projelerde mekanizma fiyatı yürürlükteki politikayı izler ve yerel kömür referans fiyatını aşamaz. Yeni projelerde fiyat, ilin yıllık ihalesinde bulunur. Teklifler düşükten yükseğe sıralanır ve mekanizma fiyatı normalde kazanan en yüksek teklife eşit olur, ama il tavanını geçemez. Fiyatın geçerli olduğu süre, benzer projelerin ortalama geri ödeme süresine göre belirlenir. Marjinal teklifle fiyatlama, birkaç agresif düşük teklifin fiyatı belirlemesini önler. Sonucu asıl belirleyen, tavan fiyat ve ihale edilen hacim kotasıdır.

İlk ihaleler

Shandong’un ilk ihalesi Eylül 2025’te yapıldı. Carbon Brief ve pv magazine’in aktardığına göre teklif bandı 123 ile 350 yuan/MWh arasındaydı ve katılım eşiği %125’ti, yani teklif edilen hacim ihale hacminin en az 1,25 katı olmalıydı. Güneş 0,225 yuan/kWh’ten (1,265 GW), rüzgâr 0,319 yuan/kWh’ten (3,59 GW) temizlendi, toplam yaklaşık 4,86 GW oldu. Güneşin fiyatı ortalama uzlaşma fiyatlarının %32 altında kaldı. Wood Mackenzie, Shandong’da şebeke ölçekli güneş projelerinin iç verim oranını (IRR) yaklaşık %6,3 olarak hesapladı. Eski düzende ulusal ortalama yaklaşık %8’di. Biri tek bir ile, diğeri ülke ortalamasına ait olduğu için karşılaştırma kabadır, ama yönü açıktır. Güneşle rüzgâr arasındaki fark, piyasanın güneşin kanibalizasyonunu (öğle saatlerinde aynı anda üreten güneş santrallerinin kendi satış fiyatını aşağı çekmesi) şimdiden fiyatladığını gösterir.

Yunnan’ın Eylül 2025 sonundaki ilk ihalesinde rüzgâr ve güneş aynı fiyattan, 0,33 yuan/kWh’ten temizlendi. Yunnan ve Guizhou depolama şartını korudu, Shandong kaldırdı. Wood Mackenzie’ye göre (pv magazine, Kasım 2025) yeni düzende mekanizma fiyatının geçerlilik süresi ortalama 10 yıl civarındadır. Eski, ihalesiz fiyatlamada fiili süre 18 yıldı. Gelir güvencesinin vadesi neredeyse yarıya indi. Proje finansmanı için bu, manşet fiyattan daha önemlidir. Aynı kurum, 2025’ten sonraki on yılda 21 ilde kısıntının (şebekenin alamadığı için üretilemeyen rüzgâr ve güneş elektriğinin payı) %5’i aşmasını bekliyor.

İl il farklı kurallar

Doküman 136 bir çerçevedir, ayrıntıyı iller yazar. Carbon Brief’in analizine göre 15 Ekim 2025 itibarıyla yalnızca 18 il nihai uygulama kurallarını yayımlamıştı. Bu iller Çin’in enerji kaynaklı CO2 emisyonunun %61’ini temsil ediyordu. 10 ilde taslak vardı, Jiangsu, Tianjin ve Tibet ise hiçbir metin yayımlamamıştı. NEA’nın Ağustos 2025 sonundaki ulusal çağrısından sonra 11 il kurallarını kesinleştirdi. İllerden 2025 sonuna kadar tamamlamaları beklendi. Zamanlamayı bir yasal süre değil, NEA’nın çağrıları belirledi. Bu tablo Ekim 2025’teki ara durumu gösterir, bir şirketin faaliyet gösterdiği illerin kuralları tek tek kontrol edilmelidir.

Tablodaki değerler Zhonglun’un ve Chongqing Kalkınma ve Reform Komisyonu taslağının Eylül 2025 özetlerinden gelir. Spot tabanının 0 yuan/kWh olduğu illerde negatif fiyat riski kesilmiş olur, bu bant her il için ayrıca kontrol edilmelidir.

Yeni düzenin ilk sonuçları

Doküman 136’nın etkisi 2026’nın ilk aylarında net görünür. NEA verilerine göre Ocak–Nisan 2026’da Çin 50,91 GW güneş kurdu, bu yıllık bazda %51 düşüştür. Yalnızca Nisan’da kurulum 9,52 GW’ta kaldı, düşüş %79’du. Rüzgâr ise 21,26 GW ile %7 arttı. Nisan sonunda kümülatif güneş kapasitesi yaklaşık 1,25 TW (%26,2 artış), rüzgâr yaklaşık 660 GW (%22 artış), ikisinin toplamı 1.911 GW’tı. TaiyangNews’in derlediği sektör değerlendirmeleri güneşteki düşüşü piyasa fiyatlamasına ve 2025’in yüksek bazına bağlıyor. Çin Fotovoltaik Endüstrisi Birliği (CPIA), 2026 tam yıl güneş kurulumunun %24 ile %43 arasında düşmesini öngörüyor. Güneş enerjisi değer zincirindeki fiyat savaşları bu hacim kaybıyla birlikte okunmalıdır.

NEA’nın Aralık 2025’teki ulusal enerji çalışma konferansı 2026 için "200 GW’ın üzerinde" yeni rüzgâr ve güneş kurulumu hedefledi. Bu rakam 2025’te gerçekleşen yaklaşık 434 GW’ın (315 + 119) çok altındadır. Dolayısıyla bir tahmin değil, bir taban olarak okunmalıdır. NDRC ve NEA’nın Ocak 2025 tarihli düzenleme kapasitesi planı da benzer bir taban koyar. 2025–2027 arasında yılda 200 GW’ın üzerinde ekleme emilirken ulusal yeni enerji kullanım oranı %90’ın altına düşmemelidir. Bu, resmî kısıntı tavanının yaklaşık %10 olduğu anlamına gelir. NEA’nın aylık kullanım oranı verisi bu tabana göre izlenir.

NDRC’nin 10 Kasım 2025 tarihli yönergesi, 2030’a kadar çok katmanlı bir tüketim ve düzenleme sistemi kurulmasını ve yeni elektrik talebinin esas olarak yeni enerji üretimiyle karşılanmasını öngörür. Bu planlama mantığında artan talebe önce rüzgâr ve güneş yazılır, kömür tepe yükü ve arz güvenliği için kalır.

Doğrudan bağlantı ve talep tarafı zorunlulukları

NDRC ve NEA’nın Mayıs 2025 tarihli yeşil elektrik doğrudan bağlantı bildirimi, şebekeyi kısmen atlayan bir tedarik modeli kurdu. SMM’nin özetine göre projenin öz üretim ve öz tüketim payı mevcut üretimin en az %60’ı olmalıdır. Yükün tükettiği elektrikte yeni enerji payı 2025’te en az %30, 2030’a kadar en az %35 olmalıdır. Şebekeye satış mevcut üretimin yaklaşık %20’siyle sınırlıdır ve yalnızca spot piyasanın kesintisiz çalıştığı yerlerde mümkündür. Bu model çelik, alüminyum ve veri merkezleri için mekanizma fiyatının ve şebeke ücretlerinin dışında, yarı özel bir arz yolu açar.

Carbon Brief’e göre ayrıca çimento, polisilikon, demir-çelik ve bazı veri merkezleri, asgari yenilenebilir pay kuralları çerçevesinde belirli bir oranda yenilenebilir elektrik almak zorundadır. NDRC ağır sanayide yenilenebilir elektriği tarifeyle değil, bu tür talep tarafı zorunluluklarıyla emdirir. Birincil alüminyum üreticileri bu iki kuralın kesiştiği yerde durur.

Kömür sözleşmesi, denetim ve onay çelişkisi

Termal kömür piyasasında NDRC her yıl sonraki yılın uzun vadeli sözleşme kurallarını yayımlar. S&P Global Commodity Insights ve Mysteel’in Kasım 2025 aktarımına göre 2026 sözleşmelerinde santraller beklenen talebin en az %80’ini, kömür üreticileri kaynaklarının en az %75’ini sözleşmeye bağlamak zorundadır. Üretim bölgeleri bölgesel "makul fiyat bantlarını" izler, fiyat aylık ayarlanır. Kurallar 2025’tekinden büyük ölçüde farksızdır. 5.500 kcal kömür için sıkça aktarılan 570–770 yuan/ton bandı 2022’den gelir.

NEA bu düzende saha denetçisi rolündedir. 10 Temmuz 2025 tarihli bir bildirimle Shanxi, İç Moğolistan, Shaanxi ve Sincan’ın da aralarında olduğu sekiz ilde bir ay süren denetim başlattı (Reuters, Bloomberg). Ordos’ta 15 maden, 2025’in ilk yarısında onaylı kapasitesini %10’dan fazla aştığı için durduruldu. %10’luk aşım toleransı, fiyat savaşlarına karşı yürütülen "anti-involution" (aşırı rekabete karşı) kampanyasında fiilen çalışan bir eşiktir.

Santral tarafında ise bir çelişki vardır. Carbon Brief’in Şubat 2026’da aktardığı CREA ve GEM raporuna göre Çin 2025’te 83 GW kömür santrali inşaatına başladı (2024’te 98 GW). Devreye alınan kapasite 95 GW ile rekor kırdı. Buna karşılık yalnızca 45 GW izin verildi, bu dört yılın en düşük seviyesidir. Önerilen proje hacmi ise 161 GW ile rekordu. Toplam boru hattı 291 GW’tır. Filonun kullanım oranı yaklaşık %51’dir ve boru hattının tamamı inşa edilirse yaklaşık %42’ye düşer. Bunun nedeni, 2022–2024’te onaylanan santrallerin şimdi şebekeye girmesidir. İzin rakamı ileriyi, devreye alma rakamı geçmiş kararları gösterir.